塔河缝洞型油藏单井注水替油机理研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深，储集空间多样，储集类型复杂，缝洞型碳酸盐岩基质基本不具有储渗能力；裂缝和溶洞既是储集空间，也是主要的连通通道。现场发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。运用油藏工程和数值模拟方法对注水替油机理进行深入研究，考察了垂向和平面渗透率与原油密度和粘度对水锥形成的影响，累计注水量与换油率关系，闷井时间与开采效果，工作制度与累计产量提高幅度的关系等，所得结论对现场单井注水替油具有一定的指导作用。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏随着开发的进行,地层能量日趋衰竭。对定容积油藏注水替油技术进行研究.对单井进行注水补充地层能量,恢复地层压力,利用油水重力分异增加采出量,通过注水降低油水界面实现压锥.通过深入理论研究和现场试验,在116口井进行了472个注采周期的注水替油开采,累计增油47.88×10~4t.提高油藏采收率2%以上。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油适应性浅析——以轮古西潜山油藏为例

油藏非均质性强、储层条件复杂、空间连通性差是轮古西潜山油藏的典型特征,根据油藏的动静态资料分析,将储集类型划分为洞穴连通型、孤立洞穴型、洞穴+裂缝型以及孔洞+裂缝型储层4种类型。该研究通过对不同储集类型的单井控制单元注水替油效果的适应性进行分析,指出孤立洞穴型储层注水替油效果较佳,洞穴+裂缝型储层次之,孔洞+裂缝型储层不适宜采用注水替油方式开采。     

碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油开采的成功实践

塔河油田主要储渗空间为碳酸盐岩的岩溶缝-洞复合体,非均质性极强,多数井间不连通,油藏采收率仅有12％左右,其封闭型单井油藏年产量递减达到30%~90%、采收率仅有2.5%~5.5%. 在封闭型单井开展注水吞吐替油开采试验,利用重力分异原理注水置换替油并补充地层能量,提高这类油井的产能和采收率。数值模拟研究表明这种开采方式是可行的。通过对110 口井矿场试验与推广,注水132.18×10⁴ t、增油45.25×10⁴ t,单井初期日增油13~164 t、周期增油55~3 076 t,其中典型长停井X81 注水吞吐替油后采收率已提高了12.67 个百分点。     

碳酸盐岩油层注水替油效果模糊综合评判

筛选单井注水替油的依据是油田的注水替油选井主要评判标准和影响因素,计算所有影响因素的权重;通过模糊综合评判理论,确定所选油井注水替油适宜度.基于模糊综合评判理论方法,建立了缝洞型碳酸盐岩油藏模糊评判标准.根据实际生产资料,对13口典型井分别选取对应的评价指标参数,给出分别对应的开发效果等级(好、较好、中、较差、差).根据模糊综合评判理论方法确定了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏单井注水替油开发效果,在此基础上完善了注水替油井的选井方法,对单井注水替油具有切实可行的指导意义.     

缝洞型油藏开发室内模拟研究

基于塔河缝洞型碳酸盐岩油藏地质特征和开采规律,建立了一套能够模拟以补充能量和重力置换为主要作用机理的单井注水替油室内试验装置。在接近实际油藏条件下,采用注水、注气进行了对注入孔隙体积倍数与采出程度、压力等关系试验,结果表明:天然能量开采程度低;多轮注水在两次注水后基本失效;多轮注水稳定开采后,后期的多轮注气开采有很好的采出效果,尤其是前三轮尤佳,注气阶段后采出程度增加了27.4%。     

高压注水替油技术在裂隙型油藏中的应用

塔里木油田轮古西奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深,油藏储集体形态各异,油水关系千差万别,导致开发难度大;碳酸盐岩基质基本没有渗流能力,裂隙和溶洞是主要的储集空间和渗流通道。针对这种情况,提出＂一井一策＂方针,对于治理注水替油效果差的裂隙型油藏,创造性地提出高压注水工艺,通过某井的6轮次高压注水试验,取得了很好的开发效果,对于开发类似的油藏起到了借鉴和指导意义。     

塔河油田缝洞型油藏注气替油机理研究

塔河油田碳酸盐岩油藏２０１１年底标定采收率为１５．６％,低于国内外的平均水平２０％,具有很大的提升空间潜力。通过注水替油和单元注水,从一定程度上改善了开发效果,但随着注水替油效果变差,剩余油主要分布在缝洞体的高部位,有必要探索通过注气动用高部位的剩余油。通过实验并结合数值模拟技术,开展了典型的单井缝洞单元注氮气吞吐提高采收率机理研究,ＴＫ４０４井现场注氮气取得了良好的增油效果,证实了单井定容体残丘高部位富集有大量剩余油,通过注氮气能有效提高这部分剩余油的采出程度,为塔河油田缝洞型油藏今后实施注气提高采收率现场试验提供了积极的参考和指导。     

塔河油田缝洞型油藏注水开发模式

塔河油田奥陶系油藏为岩溶缝洞型油藏,大型溶洞是其主要的储集空间。目前单井注水替油已取得突破,但占储量80%的多井单元注水开发尚处于实验阶段。结合数值模拟和注水实践总结,开展了多井单元注水增油的机理研究,并初步总结出了“低注高采、试注判断连通实时调整、单元整体温和注水、井组差异管理”的缝洞型油藏注水开发模式,在现场应用取得了一定成效。     

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。